不压井修井机是针对油田注水井的大修作业而研发的一种不“放溢流”（带压作业）的新型修井设备。

国外发展史

1929年Herbert C. Otis提出了不压井作业这一思想，并利用一静一动双反向卡瓦组支撑油管，通过钢丝绳和绞车控制油管升降实现。1960 年Cicero C. Brown 发明了液压不压井作业设备用于油管升降，由此，不压井作业机可以成为独立于钻机或修井机的一套完整系统。1981年VC Controlled Pressure Services LTD. 设计出车载液压不压井作业机，此项创新使不压井作业机具有高机动性。

目前不压井设备在国外发展已比较成熟，全液压不压井作业机占主导地位。据统计，制造不压井作业机、提供不压井服务或既制造又提供作业服务的公司超过10个。不压井设备应用于陆地和海洋，设备实现了全液压举升，卡瓦和防喷执行机构实现电液远程控制；最高提升力可达2669kN，最大下推力达1157kN；行程多以3m左右为主，最高作业井压可达140MPa。

国内发展史

我国六十年代曾研制过钢丝绳式不压井装置，它利用常规通井机绞车起下管柱，靠自封封井器密封油套环空。这种装置结构简单、便于制造、易于掌握，但操作程序复杂、劳动强度大、安全性能差等缺点。

七十年代末，大庆钻采院开发出橇装式液压不压井作业装置，可用于井口压力4MPa的修井作业。尽管获得了较好的研发经验和作业效果，由于当时对不压井作业的认识不足，以及液压元器件制造水平较低等原因，始终没有得以推广。

八十年代，吉林油田研制了一台车载式液压不压井修井机，可用于井口压力不高于6Mpa不压井修井作业，现已作业60余井次，但由于密封方面的缺陷未能推广。

目前我们国内生产的都是不压井作业装置与修井机是分开的，到现场修井作业时，需要用其它移动设备把不压井作业装置运到井场，再跟去一辆吊车，配合作业工把不压井作业装置与修井机连在一起，再把所有的液压管线连接起来，才能进行修井作业，但是操作起来非常不方便，这是因为由两个人一起操作，配合起来非常困难，而且效率很低。另外由于修井的操作室是安装在车尾的，这个位置不但视线非常不好，而且非常不安全，所以也一直没有被推广。

通石公司生产的不压井修井机主要用来维修油田的注水井和油井，即可以进行不压井修井作业，也可以进行常规修井作业。它是单滚筒自走底盘修井机，主要由专用底盘、起升系统、控制系统构成。

主传动采用液力机械传动，能在一定条件下随外载的变化实现无级变速。因此，功率利用率较高，减少换档次数。整机井架的升降和井架主千斤及操纵室的升降、井口装置的所有动作都是由液压控制来实现的，升降平稳可靠。设备行走时越野性能较强。驱动形式采用了8×8，车轮采用了大花纹越野轮胎，前桥悬挂采用了钢板弹簧，后桥采用刚性梁悬挂。因此，能够适应较恶劣的路面行驶。整个井口装置结构紧凑，重量轻，操作方便，安全可靠。

一体化不压井修井机主要针对国内油田注水井修井作业大多数采用放溢流（放喷）的办法而研制。当地层压力较高的高压注水放溢流到一定压力后还要升压。该办法的缺点是降低了局部地层的压力，耗费了大量的资金和作业时间，且压井液对地层污染较大，放溢流的时间较长，要半个月到一个月的时间，压井、修井、洗井后补助又要相当长的时间。整个作业流程工作效率低、作业周期过长、破坏了地表的和周边环境的同时、更浪费了大量的水资源、大大减少了经济效益和回报。为降低修井成本，保持地层能量，减少作业时间，采用不放溢流的办法修注水井可以达到这个目的。

目前，国内外普遍采用的不压井修注水井的办法是使用修井机、不压井作业装置、拖车、吊车、发电机组等多台设备，现场组装连接实现不压井修井作业。这种作业方式的缺点是辅助设备多，现场组装连接时间长。因此，修井作业成本高、辅助作业时间长。

不压井作业技术有许多优点，对油气井而言它的最大优点在于它可以保护和维持地层的原始产能，减少酸化，压裂等增产措施的次数，为油气田的长期开发和稳定生产提供良好的基础。对水井而言，由于作业前它不需要停注放压，可以大大缩短施工周期，同时可以免去常规作业所需压井液及其地面设备的投入，省去了排压井液的费用，无污染，保护了环境。所以说不压井作业一方面可以为油公司省去用于压井作业的压井液及其处理费用；另一方面，由于油气层得到了很好的保护，油气层的产能会得到相应的提高，从而可以最大限度的利用我们地下的油气资源。

目前我国大部分陆上油田已进入中、后期开发阶段，油气井压力逐年降低，注采矛盾日益突出，为了最大限度的提高其采收率，各种新工艺、新技术在不同的油田得到了广泛的应用。而油气层保护技术更是引起了股份公司、各油田分公司领导及油田专家们的高度重视，近几年来也一直把它作为石油股份公司的重点项目在进行研究和推广。随着各油田专家对不压井作业技术认识程度的不断提高，国内各个油田无论是对钻井过程、修井过程中的油气层保护还是从施工安全、保护环境上考虑，无论是陆上油田还是滩海、浅海油田，对不压井作业均有很大的需求，其需求主要体现在以下几个方面。

1. 气井应尽可能采用不压井作业技术。随着我国西气东输工程的启动，天然气资源在人们生活中的地位显得越来越重要，开发和利用好天然气资源成了从事该项事业的石油工作者义不容辞的责任。在天然气气田的开发和生产过程中，对于那些物性好、压力系数较低的气井，不管是在钻井过程中还是生产过一段时间以后，钻井、修井过程中的压井极易发生井漏，压井液大量侵入地层，会使粘土矿物发生膨胀和运移，从而堵塞地层造成伤害，且气井压井作业过程中易发生井喷。而不压井作业可以实现避免任何压井液进入地层，可以真正解决气层保护问题。

2. 一些低渗透油田适合于采用不压井作业。目前我国低渗透油田的平均采收率约为21.3%，比中高渗透油田（42.8%）低21个百分点。这是由于低渗透油田的自身特点决定的，低渗透储层一般具有孔喉直径较小且连通性差，胶结物的含量较高、结构复杂、原生水饱和度高、非匀质严重等特点，极易发生粘土水化膨胀、分散、运移及水锁等，在钻井和开采过程中，容易受到污染和损害，而且一旦受到损害，恢复十分困难。对于这种低渗透油田，目前国外的许多油公司都是从揭开产层开始就实行全过程的欠平衡钻井、对后期的完井和修井全过程进行不压井作业，这样就可最大限度地保护油层，提高采收率。

3、古潜山构造的井，宜应用不压井作业技术。由于古潜山的地质构造较为复杂，进行常规勘探时，由于使用了密度较高的压井液，后期进行测井时，由于不是在原始地层状态下进行的，很可能会出现解释错误，甚至错过了油气层，若利用不压井技术进行全过程欠平衡钻井，则会最大限度地保持地层的原始状况，从而大大降低测井解释的失误率，在后续的完井和试油过程中继续使用不压井技术，则可有效的保护油气层。

4、注水井的作业施工上，不压井作业有着特殊的优势。国内油田某些区块的注水井，由于渗透率低，注水一段时间后，井口注入压力上升很快，比如大港油田有些注水井的注水压力达到30Mpa以上。如果进行常规作业，必须放压，有些井的放压不仅需要很长时间、延长施工周期，而且放压时还会影响到周边井甚至整个区块，放完后还要面临处理污水、解决污染等问题。而不压井作业技术，就不需要放压，关井停注后可以直接进行带压作业。一方面大大地节约了时间，保护了环境，另一方面避免了对受益油井正常生产的影响。如果不压井作业技术能大范围应用到那些放压难度大、渗透率较低的注水井上，将会对提高注水区块的采收率起到很重要的作用。

5、孔隙－裂缝型或显裂缝型储层适合于采用不压井作业。这类储层，钻井、修井过程中压井液漏失严重，污染地层。且在钻井、修井作业过程中易发生大漏和大喷现象，易发生安全事故、造成地层破坏和环境污染，而采用不压井技术就会大大减少这类事情的发生。

另外，在滩海和海上油气田，由于对环境保护和安全措施的要求会更高，一方面由于安全方面需要，在钻井过程中对井口的防喷措施要求会比陆上更为严格，而另一方面由于海上环境的特殊性，对环境保护的要求也更为苛刻，这就给钻井和修井作业过程中所用压井液的处理带来了很大的难度，同时成本也大幅度增加。而不压井作业就可以大大缓解这一矛盾，不压井作业设备一套完善的防喷系统可以使钻井和修井作业的安全系数大大提高，同时在修井过程中可以完全避免使用任何可能对地层造成伤害的压井液，所以说海上油气田对不压井作业的需求就更为迫切。

可以看出不压井作业技术有其独特的优势，而且该技术在国外是作为一项成熟的技术应用了近40年，它在国内也应该作为一项保护油气层和环保的新技术大力加以推广。